ຕົກຢູ່ໃນສະພາບຂາດແຄນພະລັງງານມາເປັນເວລາຫຼາຍປີ, ການປ່ຽນແປງອັນໃດເປັນຄວາມຕ້ອງການອັນຮີບດ່ວນ?

ບັນທຶກຂອງບັນນາທິການ: ການຂາດແຄນໄຟຟ້າໃນຫວ່າງມໍ່ໆມານີ້ໃນລະຫວ່າງຄື້ນຄວາມຮ້ອນໄດ້ສ້າງຄວາມເສຍຫາຍຫຼາຍຕື້ໂດລາ ແລະຍັງຄົງເປັນໄພຂົ່ມຂູ່ຕໍ່ໄປອີກບໍ່ເທົ່າໃດປີຂ້າງໜ້າ. ການເຂົ້າຮ່ວມຢ່າງເລິກເຊິ່ງຂອງພາກເອກະຊົນໃນການລົງທຶນດ້ານພະລັງງານແມ່ນຍົກອອກບັນດາບັນຫາສຳຄັນກ່ຽວກັບນະໂຍບາຍດຶງດູດການລົງທຶນ. ໃນຂະນະນັ້ນ, ກົນໄກດັດປັບລາຄາໄຟຟ້າຍັງຂາດລັກສະນະອີງໃສ່ຕະຫຼາດ.

ຊຸດຂອງບົດຄວາມ "ອະນາຄົດຂອງອຸດສາຫະກໍາໄຟຟ້າ" ໄດ້ວິເຄາະຂໍ້ບົກຜ່ອງທີ່ມີຢູ່ແລ້ວ, ເພື່ອແນໃສ່ສົ່ງເສີມການລົງທຶນໃນແຫຼ່ງພະລັງງານໃຫມ່ແລະການປ່ຽນແປງທີ່ຈໍາເປັນໃນນະໂຍບາຍລາຄາໄຟຟ້າ.

ການປ່ຽນແປງຢ່າງໄວວາໃນໂຄງສ້າງພະລັງງານ

ຕາມຂໍ້ມູນຂອງກຸ່ມບໍລິສັດໄຟຟ້າຫວຽດນາມ (EVN) ແລ້ວ, ອັດຕາສ່ວນແຫຼ່ງພະລັງງານໃນປີ 2023 ຕາມໂຄງປະກອບກຳມະສິດມີຄວາມແຕກຕ່າງກັນຫຼາຍເມື່ອທຽບໃສ່ຫຼາຍປີກ່ອນ.

ຕາມນັ້ນແລ້ວ, EVN ຖື 11% ຂອງແຫຼ່ງໄຟຟ້າ, 3 ບໍລິສັດຜະລິດໄຟຟ້າ (Genco) ພາຍໃຕ້ EVN ຖື 26% ຂອງແຫຼ່ງໄຟຟ້າ. ລັດວິສາຫະກິດອີກ 2 ແຫ່ງແມ່ນກຸ່ມບໍລິສັດນ້ຳມັນ ແລະ ອາຍແກັສຫວຽດນາມ (PVN) ຖືຫຸ້ນ 8% ແລະ ກຸ່ມອຸດສາຫະກຳຖ່ານຫີນ ແລະ ບໍ່ແຮ່ແຫ່ງຊາດ ຫວຽດນາມ (TKV) ຖື 2%. ນັກລົງທຶນ BOT ຖື 10% ຂອງແຫຼ່ງໄຟຟ້າ, ໃນຂະນະທີ່ແຫຼ່ງນໍາເຂົ້າແລະແຫຼ່ງອື່ນໆກວມເອົາພຽງແຕ່ 1%.

ພິເສດແມ່ນແຫຼ່ງພະລັງງານທີ່ລົງທຶນໂດຍພາກເອກະຊົນກວມເອົາ 42% ຂອງກຳລັງຕິດຕັ້ງທັງໝົດ, ຕົ້ນຕໍແມ່ນພະລັງງານທົດແທນ.

ນີ້ແມ່ນການປ່ຽນແປງ dizzying! ກ່ອນປີ 2012, ເອກະຊົນເປັນເຈົ້າຂອງແຫຼ່ງໄຟຟ້າມີໜ້ອຍກວ່າ 10%. ຖ້ານັບແຕ່ປີ 2003 ເປັນຕົ້ນມາ, ລັດວິສາຫະກິດເກືອບຈະຄວບຄຸມແຫຼ່ງໄຟຟ້າທັງໝົດ.

ເພື່ອສະໜອງໄຟຟ້າໃຫ້ພຽງພໍໃນການພັດທະນາ ເສດຖະກິດ-ສັງຄົມ , ນອກຈາກບັນດາໂຮງງານໄຟຟ້າທີ່ຂຶ້ນກັບ EVN (ການຜະລິດໄຟຟ້າກວມເອົາ 17% ຂອງປະລິມານການຜະລິດໄຟຟ້າທັງໝົດຂອງລະບົບໃນປີ 2022), EVN ຕ້ອງໄດ້ຊື້ໄຟຟ້າເພີ່ມເຕີມ (83% ຂອງປະລິມານການຜະລິດທັງໝົດຂອງລະບົບ) ພາຍໃຕ້ສັນຍາຊື້-ຂາຍໄຟຟ້າກັບໂຮງງານໄຟຟ້າອື່ນໆຂອງ PVN, the TKV, ໂຮງງານໄຟຟ້າ TKV-corpor, ໂຮງງານໄຟຟ້າ TKV. Genco2, Genco3), ໂຮງງານໄຟຟ້າພະລັງງານທົດແທນ ແລະໂຮງງານໄຟຟ້າເອກະລາດອື່ນໆ.

ເບິ່ງໂຄງປະກອບແຫຼ່ງພະລັງງານທີ່ກ່າວມານັ້ນ, ທ່ານດຣ ຫງວຽນດິ່ງກຸ້ງ, ອະດີດຜູ້ອຳນວຍການສະຖາບັນຄຸ້ມຄອງເສດຖະກິດສູນກາງ ໃຫ້ຮູ້ວ່າ: ຕະຫຼາດຜະລິດໄຟຟ້າຈະກາຍເປັນການແຂ່ງຂັນຫຼາຍກວ່າເກົ່າ. ເນື່ອງຈາກວ່າໃນແງ່ຂອງແຫຼ່ງ, EVN ແລະຫນ່ວຍງານສະມາຊິກຂອງຕົນຄວບຄຸມຫນ້ອຍກວ່າ 40%; PVN ແລະ TKV ຖື 10%, ສ່ວນທີ່ເຫຼືອແມ່ນເອກະຊົນ.

ການລົງທຶນພັດທະນາອຸດສາຫະກຳໄຟຟ້າໂດຍທົ່ວໄປ ແລະ ການພັດທະນາແຫຼ່ງພະລັງງານເວົ້າສະເພາະ ແນ່ນອນວ່າຈະຕ້ອງໄດ້ລະດົມການມີສ່ວນຮ່ວມຈາກພາກສ່ວນເສດຖະກິດ ໂດຍສະເພາະແມ່ນພາກເອກະຊົນໃຫ້ຫຼາຍຂຶ້ນ. ດັ່ງນັ້ນ, ອັດຕາສ່ວນ ແລະ ບົດບາດຂອງ EVN ໃນການຜະລິດໄຟຟ້າຈະຫຼຸດລົງຫຼາຍຂຶ້ນ.

ເຖິງຢ່າງໃດກໍ່ຕາມ, ທ່ານ Cung ຍັງໃຫ້ຂໍ້ສັງເກດວ່າ, ໃນສະພາບການນັ້ນ, EVN ແມ່ນເປັນໄປບໍ່ໄດ້ທີ່ຈະຮັບປະກັນພະລັງງານພຽງພໍໃຫ້ແກ່ເສດຖະກິດ!

ໄຟຟ້າລາຄາຖືກລົງ

ການເຂົ້າຮ່ວມຂອງແຫຼ່ງພະລັງງານທົດແທນເຊັ່ນ: ພະລັງງານລົມ ແລະ ແສງຕາເວັນ ແມ່ນຄວາມແຕກຕ່າງທີ່ສຳຄັນໃນລະບົບໄຟຟ້າຂອງຫວຽດນາມ ແຕ່ປີ 2020 ຮອດປະຈຸບັນ. ອັດຕາສ່ວນຂອງພະລັງງານທົດແທນແມ່ນເພີ່ມຂຶ້ນ, ແຕ່ແຫຼ່ງລາຄາຖືກແມ່ນຫຼຸດລົງ.

ສະເພາະ, ຖ້າພິຈາລະນາຕາມປະເພດແຫຼ່ງພະລັງງານແລ້ວ ອັດຕາສ່ວນຄວາມອາດສາມາດຂອງປະເພດພະລັງງານໄຟຟ້າຖືກທີ່ສຸດ (ລາຄາແພງທີ່ສຸດ) ທີ່ສະໜອງໃຫ້ລະບົບແມ່ນຫຼຸດລົງເທື່ອລະກ້າວໃນຊຸມປີມໍ່ໆມານີ້ ເພາະເກືອບບໍ່ມີແຫຼ່ງພະລັງງານໄຟຟ້າຂະໜາດໃຫຍ່ແຫ່ງໃໝ່ເຂົ້າມານຳໃຊ້ (ຈາກອັດຕາສ່ວນຄວາມອາດສາມາດຈາກ 36,9% ໃນປີ 2019 ມາເປັນ 28,5% ໃນປີ 2022).

ມາຮອດທ້າຍປີ 2022, ຄວາມສາມາດຂອງແຫຼ່ງພະລັງງານລົມແລະແສງຕາເວັນທີ່ຮັບຮູ້ເພື່ອດຳເນີນທຸລະກິດ (COD) ແມ່ນ 20,165 MW, ກວມເອົາ 25,94% ຂອງຄວາມສາມາດຂອງລະບົບທັງໝົດ. ແຕ່ປີ 2019-2021 ເທົ່ານັ້ນທີ່ແຫຼ່ງພະລັງງານທົດແທນນີ້ພັດທະນາຢ່າງແຮງ.

ຢ່າງໃດກໍ່ຕາມ, ແຫຼ່ງພະລັງງານເຫຼົ່ານີ້ບໍ່ພຽງແຕ່ມີລາຄາແພງ - ເພາະວ່າພວກເຂົາມັກໃຊ້ກົນໄກການກໍານົດລາຄາ, ສູງກວ່າລາຄາໄຟຟ້າສະເລ່ຍ - ແຕ່ຍັງບໍ່ຫມັ້ນຄົງ, ດັ່ງນັ້ນການປະກອບສ່ວນຂອງລະບົບໄຟຟ້າແມ່ນບໍ່ມີປະສິດຕິຜົນແທ້ໆ, ໂດຍສະເພາະໃນເວລາທີ່ເວລາສູງສຸດແມ່ນປ່ຽນຈາກເວລາທ່ຽງ (ກ່ອນ) ເຖິງຕອນແລງ (ໃນປະຈຸບັນ).

ໂຮງງານໄຟຟ້າພະລັງງານຄວາມຮ້ອນຈາກຖ່ານຫີນມີ 25.312 MW ກວມເອົາ 32.6%; ເຂື່ອນໄຟຟ້າ ລວມທັງເຂື່ອນໄຟຟ້າຂະໜາດນ້ອຍ ມີ 22.504 MW ກວມເອົາ 28.9%; ໂຮງງານໄຟຟ້າໃຊ້ອາຍແກັສມີ 7,152 MW, ກວມເອົາ 9,2%.

ຕະຫຼາດໄຟຟ້າບໍ່ສະຖຽນ

ຂໍ້ມູນ EVN ສະແດງໃຫ້ເຫັນວ່າ ໃນປີ 2022, ຈະມີໂຮງງານໄຟຟ້າໃໝ່ 4 ແຫ່ງເຂົ້າຮ່ວມໃນຕະຫຼາດໄຟຟ້າ ດ້ວຍກຳລັງການຜະລິດທັງໝົດ 2,889 MW. ມາຮອດປັດຈຸບັນ, ມີ 108 ໂຮງງານໄຟຟ້າເຂົ້າຮ່ວມຕະຫຼາດໄຟຟ້າໂດຍກົງ, ມີກຳລັງຕິດຕັ້ງທັງໝົດ 30,937 MW, ກວມເອົາ 38% ຂອງກຳລັງຕິດຕັ້ງທັງໝົດຂອງແຫຼ່ງໄຟຟ້າໃນທົ່ວປະເທດ.

ດັ່ງນັ້ນ, ອັດຕາສ່ວນຂອງໂຮງງານໄຟຟ້າທີ່ເຂົ້າຮ່ວມຕະຫຼາດໄຟຟ້າຍັງຕໍ່າເນື່ອງຈາກແຫຼ່ງທີ່ດໍາເນີນງານໃຫມ່ສ່ວນໃຫຍ່ບໍ່ໄດ້ຂຶ້ນກັບຫຼືຍັງບໍ່ທັນໄດ້ເຂົ້າຮ່ວມໃນຕະຫຼາດໄຟຟ້າ (ພະລັງງານທົດແທນ, BOT).

ເປັນທີ່ສັງເກດວ່າໃນຊຸມປີມໍ່ໆມານີ້, ອັດຕາສ່ວນຂອງແຫຼ່ງພະລັງງານທີ່ເຂົ້າຮ່ວມໂດຍກົງໃນຕະຫຼາດໄຟຟ້າມີແນວໂນ້ມທີ່ຈະຫຼຸດລົງຍ້ອນວ່າແຫຼ່ງພະລັງງານໃຫມ່ສ່ວນໃຫຍ່ທີ່ເຂົ້າມາປະຕິບັດແມ່ນ BOT ແລະປະເພດພະລັງງານທົດແທນ.

ອີງຕາມການປະເມີນຜົນຂອງສູນກະຈາຍລະບົບໄຟຟ້າແຫ່ງຊາດ (A0), ອັດຕາສ່ວນຕ່ໍາຂອງແຫຼ່ງທີ່ເຂົ້າຮ່ວມໃນຕະຫຼາດໄຟຟ້າມີຜົນກະທົບຢ່າງຫຼວງຫຼາຍຕໍ່ລະດັບການແຂ່ງຂັນແລະປະສິດທິພາບຂອງການດໍາເນີນງານຂອງຕະຫຼາດໄຟຟ້າ. ໃນຂະນະທີ່ສ່ວນແບ່ງຕະຫຼາດຫຼຸດລົງ, ລາຄາໃນຕະຫລາດໄຟຟ້າຈະບໍ່ສະທ້ອນເຖິງລາຄາຂອບຂອງການຜະລິດໄຟຟ້າຂອງລະບົບຢ່າງຖືກຕ້ອງ. ນີ້ເຮັດໃຫ້ມັນມີຄວາມຫຍຸ້ງຍາກສໍາລັບຂັ້ນຕອນຕໍ່ໄປຂອງການພັດທະນາຕະຫຼາດໄຟຟ້າ.

ຕາມຜູ້ຕາງໜ້າ EVN ແລ້ວ, ໃນປະຈຸບັນ, ໂຮງງານໄຟຟ້າດັ່ງກ່າວ “ຮັບປະກັນ” ແມ່ນຕ້ອງຈ່າຍຄ່າຜະລິດໄຟຟ້າປະມານ 80-90% ຕາມລາຄາສັນຍາຊື້ໄຟຟ້າ, ສ່ວນທີ່ຍັງເຫຼືອ 10-20% ແມ່ນປັບຕາມລາຄາຕະຫຼາດ. ໃນຂະນະນັ້ນ, ລາຄາໄຟຟ້າໃນທ້ອງຕະຫຼາດສະເລ່ຍແມ່ນມີທ່າອ່ຽງເພີ່ມຂຶ້ນໃນຫຼາຍປີ.

ໂດຍສະເພາະໃນປີ 2022, ລາຄາໄຟຟ້າໃນທ້ອງຕະຫຼາດເພີ່ມຂຶ້ນ 53,6% ເມື່ອທຽບໃສ່ປີ 2021 ເຮັດໃຫ້ເກີດຜົນກຳໄລເພີ່ມຂຶ້ນຢ່າງຫຼວງຫຼາຍຂອງບັນດາໂຮງງານໄຟຟ້າທີ່ເຂົ້າຮ່ວມຕະຫຼາດ (ນອກຈາກຜົນກຳໄລທີ່ໄດ້ກຳນົດໄວ້ໃນສັນຍາຊື້-ຂາຍໄຟຟ້າ ແລະ ລາຄາໄຟຟ້າທີ່ໄດ້ຕົກລົງເຫັນດີຈາກ ກະຊວງອຸດສາຫະກຳ ແລະ ການຄ້າ ). EVN ຕ້ອງຮັບຜິດຊອບຄ່າໃຊ້ຈ່າຍເພີ່ມເຕີມນີ້ເປັນຜູ້ຊື້ແຕ່ພຽງຜູ້ດຽວ.

ພະລັງງານຖ່ານຫີນຍັງມີບົດບາດສໍາຄັນໃນລະບົບໄຟຟ້າ.

ສະຫາຍ. ທ່ານສາດສະດາຈານ ເຈີ່ນດ້າຍກວາງ, ປະທານສະມາຄົມ ວິທະຍາສາດ ຄວາມຮ້ອນຫວຽດນາມ ໄດ້ຕີລາຄາວ່າ: ມີພຽງໂຮງງານໄຟຟ້ານ້ຳຕົກ, ຖ່ານຫີນ ແລະ ອາຍແກັສເທົ່ານັ້ນທີ່ສາມາດເຂົ້າຮ່ວມຕະຫຼາດຜະລິດໄຟຟ້າທີ່ມີການແຂ່ງຂັນ. ຕາມກົນໄກຕະຫຼາດແລ້ວ, ໂຮງງານໄຟຟ້າທີ່ມີລາຄາຕໍ່າຈະຖືກລະດົມເພື່ອຜະລິດໄຟຟ້າຫຼາຍຂຶ້ນ, ໂຮງງານໄຟຟ້າທີ່ມີລາຄາສູງຈະຖືກລະດົມເມື່ອລະບົບຕ້ອງການ ຫຼື ບັນຈຸເຂົ້າໃນການຜະລິດໄຟຟ້າສຳຮອງ.

ໃນຄວາມເປັນຈິງ, ມີຂໍ້ບົກຜ່ອງທີ່ເຮັດໃຫ້ລະບຽບການຕາມກົນໄກຕະຫຼາດເປັນໄປບໍ່ໄດ້.

ສະເພາະ, ຕາມທ່ານຮອງສາດສະດາຈານ ເຈືອງດີງເຫີ ແລ້ວ, ເຖິງວ່າບັນດາເຂື່ອນໄຟຟ້າມີຕົ້ນທຶນການຜະລິດໄຟຟ້າຕ່ຳສຸດ, ແຕ່ສາມາດສ້າງກຳລັງການຜະລິດສູງສຸດເມື່ອອ່າງເກັບນ້ຳເຕັມ, ຫຼື ເມື່ອຕ້ອງປ່ອຍນ້ຳ (ຜ່ານລະບົບກັງຫັນ). ໃນຫຼາຍໆກໍລະນີ, ພວກເຂົາຕ້ອງປ່ອຍນ້ໍາຈາກລຸ່ມ (ບໍ່ຜ່ານ turbines) ເພື່ອປ່ອຍນ້ໍາຖ້ວມ. ໃນກໍລະນີອື່ນໆ, ເຂົາເຈົ້າຕ້ອງໄດ້ຜະລິດກະແສໄຟຟ້າໃນລະດັບປານກາງເພື່ອປະຢັດນ້ໍາ. ເວລາປະຕິບັດຄວາມສາມາດສູງສຸດໃນໜຶ່ງປີ (ຄ່າ Tmax) ຂອງບັນດາເຂື່ອນໄຟຟ້ານ້ຳຕົກຂອງຫວຽດນາມ ພຽງແຕ່ປະມານ 4,000 ຊົ່ວໂມງຕໍ່ປີ.

ຢູ່ທີ່ໂຮງງານໄຟຟ້າ BOT (ລວມທັງຖ່ານຫີນແລະອາຍແກັສ), ລາຄາໄຟຟ້າແລະຜົນຜະລິດໄດ້ຮັບການຮັບປະກັນ, ດັ່ງນັ້ນພວກເຂົາເກືອບຢູ່ນອກຕະຫຼາດໄຟຟ້າທີ່ມີການແຂ່ງຂັນ. ໂຮງງານໄຟຟ້າທົດແທນ ແລະ ຊີວະມວນ ຍັງບໍ່ໄດ້ຮັບການລະດົມຕາມກົນໄກຕະຫຼາດ. ໂຮງງານໄຟຟ້າທີ່ມີລາຄາສູງເຊັ່ນ: ໂຮງງານໄຟຟ້າທີ່ໃຊ້ອາຍແກັສ, ໃນຄວາມເປັນຈິງ, ບໍ່ຄວນຈະຖືກລະດົມຕາມຫຼັກການຂອງຕະຫຼາດ, ແຕ່ເພື່ອຮັບປະກັນຄວາມປອດໄພຂອງການສະຫນອງໄຟຟ້າ, ເພື່ອຕອບສະຫນອງຄວາມຮຽກຮ້ອງຕ້ອງການຂອງການປົກຫຸ້ມຂອງຈຸດສູງສຸດແລະກາງຂອງເສັ້ນໂຄ້ງການໂຫຼດ, ພວກເຂົາເຈົ້າຍັງໄດ້ຮັບການລະດົມ. ປະຈຸບັນ, ອີງຕາມແຜນການໄຟຟ້າທີ VIII, ໂຮງງານໄຟຟ້າທີ່ໃຊ້ອາຍແກັສຍັງໄດ້ຖືກລະດົມໃຫ້ດຳເນີນຢູ່ທາງລຸ່ມ.

“ສະນັ້ນ, ຕະຫຼາດໄຟຟ້າທີ່ມີຄວາມສາມາດແຂ່ງຂັນແມ່ນຕົ້ນຕໍແມ່ນພະລັງງານໄຟຟ້າດ້ວຍຖ່ານຫີນ, ຂໍ້ບົກຜ່ອງຂ້າງເທິງນີ້ເຮັດໃຫ້ການຜະລິດໄຟຟ້າທີ່ສາມາດແຂ່ງຂັນບໍ່ໄດ້ຕາມກົນໄກຕະຫຼາດຢ່າງສິ້ນເຊີງ.

ການປ່ຽນແປງໂຄງສ້າງຂອງແຫຼ່ງພະລັງງານ, ເຈົ້າຂອງໂຄງການແຫຼ່ງພະລັງງານ, ຄວາມບໍ່ສົມບູນຂອງຕະຫຼາດໄຟຟ້າໃນປະຈຸບັນຮຽກຮ້ອງໃຫ້ມີການປ່ຽນແປງພື້ນຖານຂອງນະໂຍບາຍສໍາລັບຂະແຫນງໄຟຟ້າ.

ນີ້ແມ່ນຄວາມຮຽກຮ້ອງຕ້ອງການອັນຮີບດ່ວນເພື່ອຫຼຸດຜ່ອນຄວາມສ່ຽງຕໍ່ການຂາດແຄນພະລັງງານໄຟຟ້າໃນປີ 2024 ແລະ ໃນຊຸມປີຕໍ່ໄປພາຍຫຼັງປະສົບກັບບັນຫາຂາດແຄນໄຟຟ້າຢູ່ພາກເໜືອໃນທ້າຍເດືອນ 5 ຫາ 22 ມິຖຸນາ 2023.

ຫົວໜ້າກົມທຸລະກິດ EVN ໃຫ້ຮູ້ວ່າ: ຄວາມຕ້ອງການໄຟຟ້າສືບຕໍ່ເພີ່ມຂຶ້ນ, ຄາດຄະເນສະເລ່ຍ 9%/ປີ, ເທົ່າກັບ 4.000-4.500 MW/ປີ. ພ້ອມກັນນັ້ນ, ແຫຼ່ງພະລັງງານທີ່ຄາດວ່າຈະໄດ້ວາງອອກໃນປີ 2024 ມີພຽງ 1,950 MW ແລະ ໃນປີ 2025 ແມ່ນ 3,770 MW, ຕົ້ນຕໍແມ່ນສຸມຢູ່ພາກກາງ ແລະ ພາກໃຕ້.

ຄວາມສາມາດສຳຮອງຂອງລະບົບໄຟຟ້າພາກເໜືອຍັງຕ່ຳ, ແຕ່ຄວາມຕ້ອງການໄຟຟ້າເພີ່ມຂຶ້ນ 10% ຕໍ່ປີ; ດັ່ງນັ້ນ, ພາກເໜືອມີແນວໂນ້ມທີ່ຈະຂາດກຳລັງການຜະລິດໃນຊ່ວງເວລາຄື້ນຄວາມຮ້ອນສູງສຸດໃນເດືອນມິຖຸນາ ຫາ ກໍລະກົດ 2024 (ຂາດແຄນ 420-1,770 MW).

ສິ່ງດັ່ງກ່າວໄດ້ຍົກອອກມາໃນການຊອກຫາວິທີເລັ່ງລັດການລົງທຶນໂຄງການແຫຼ່ງພະລັງງານເພື່ອເສີມຂະຫຍາຍບັນຫາຂາດແຄນໄຟຟ້າຢູ່ພາກເໜືອ.

ບົດຮຽນທີ 2: ໃຜເປັນຜູ້ຮັບຜິດຊອບການລົງທຶນໃນແຫຼ່ງພະລັງງານ: ພາກເອກະຊົນ ຫຼື ລັດວິສາຫະກິດ?

ລັດຖະບານ ຮຽກຮ້ອງໃຫ້ກະຊວງອຸດສາຫະກຳ ແລະ ການຄ້າ ແລະ ຄະນະບໍລິຫານງານນະຄອນຫຼວງ ຊີ້ແຈງຄວາມຮັບຜິດຊອບຂອງບັນດາອົງການຈັດຕັ້ງ, ບຸກຄົນທີ່ກ່ຽວຂ້ອງເຖິງການຂາດແຄນພະລັງງານໄຟຟ້າໃນການຜະລິດ, ດຳເນີນທຸລະກິດ ແລະ ຊີວິດປະຈຳວັນໃນມໍ່ໆນີ້ ເພື່ອໃຫ້ມີມາດຕະການແກ້ໄຂໃຫ້ເໝາະສົມຕາມລະບຽບການ.

ທີ່ມາ